火电机组单机直供负载可行性仿真研究

王国冠,李秀琴，马 骁

(1.辽宁调兵山煤矸石发电有限责任公司，辽宁 铁岭 711783; 2.国家能源集团神东热电公司，陕西 神木 719300;3.国家电投集团科学技术研究有限公司，北京 102209)

0 前言

近些年，由于电解铝产业能耗较高，电解铝企业纷纷建设自备电厂，既可节约资源，提升利用效率，又有良好的经济效益[1]。一般情况下，电厂发电遵循自发自用原则，发电直供机组与电解铝负荷以及供电线路，共同构成一体——孤网系统。孤网运行与公网运行模式存在较大区别，由于负载变化的影响将全部反映到直供机组中，且孤网运行复杂性较高，控制策略较公网运行难，这对于直供机组的运行需求将更加严格。由于企业自备电厂容量较小，孤网运行系统稳定性差，网频率波动幅度大，超速保护动作频繁。如果孤网内设备出现故障导致电厂解列，电网系统会受到很大冲击且稳定性下降，严重时甚至会引起停机、停电等严重事故[2]。而在电解铝生产过程中，若停电3h以上将造成重大的经济损失。因此，对于孤网运行中存在的问题需要进行深入研究并探究其可行性，尤其是供电系统的控制策略，利用优化手段对相应设备和控制方式进行优化，对提升孤网运行机组的安全性和经济性具有重大现实意义。

本文以某电解铝自备电厂运行为例，建立了该系统相应的模型，并在此基础上分析了直供机组在孤网条件下运行可能出现的问题，针对问题存在的本质原因分别设计优化策略，最终对优化效果进行了仿真分析，验证了措施的有效性与可行性。

1 基本情况介绍及主要问题分析

1.1 机组基本情况介绍

某孤网火电机组单机直供负载系统中，火电机组装机容量为350 MW，负载为电解铝厂，350 KA电解系列直流供电由6台整流机组组成，直流电压1 148 V，电流370 KA，总交流负荷约430 MW。由于自备电厂功率不足，因此采用孤网/公网联合运行方式，即4台整流机组与孤网机组直连，另外2台整流机组与公网连接。

1.2 单机直供负载关键问题研究

本文研究的孤网系统与公网运行的主要差异体现在：

(1)较公网运行，孤网运行负荷波动明显增大；

(2)公网运行的负荷由多台机组共同承担，多台机组之间分配负荷，而孤网运行的机组发电功率与负荷需要直接平衡；

(3)铝厂六台整流机组由完全依靠电网供电，变成两台机组公网供电和其余四台机组孤网供电两网联合运行。

相对于大电网而言，孤网电力系统中，其功率平衡(有功功率平衡和无功功率平衡)的控制方法由大电网的功率分配变成孤网的直接平衡(频率控制和电压控制)，在发生较大范围的变负荷后，孤网内功率平衡被打破，可能导致孤网内频率发生较大范围变化引起安全事故。同时由于孤网系统中整流系统的存在，会产生谐波问题，对孤网稳定运行具有危害[3]。因此，本文针对孤网稳定运行问题分析主要从以下三个方向进行分析研究：有功功率平衡、无功功率平衡以及整流机组谐波。

1.3 仿真模型建立

本文主要针对孤网系统运行下，直供机组调频控制策略的优化研究，采用模块化建模方式，主要的模型有机组主汽轮机系统、锅炉运行系统、整流机组以及铝厂的负荷系统，并整合上述模型系统。下文对基本建模方法进行简要叙述。

1.3.1 主汽轮机系统模型

本研究中利用的汽轮机模型借鉴于达仁[4-5]等建立的模型，主要包含以下主要模块：汽轮机高调门模型、考虑容积效应的各缸及回热、再热系统模型、汽轮机转子模型、冷端凝汽器及空冷岛模型、DCS与DEH相关控制系统模型等。

1.3.2 锅炉系统模型

案例机组的锅炉为超临界参数滑压运行螺旋管圈直流炉。由于给水在进入锅炉后，水的加热、蒸发和水蒸气功的过热，都是在受热面中连续进行的，不需要进行汽水分离，因此它没有自然循环的汽包。建立锅炉模型时考虑主要模块以符合自身动态特性，包含燃烧系统、汽水系统等。

锅炉燃烧系统可以近似看成一个带延迟的一阶惯性环节[6]

(1)

式中μB——燃烧率指令；

Qr——燃料燃烧时的放热量；

τ——燃烧通道的纯时延时间；

T1——燃烧通道的时间常数。

对螺旋管圈以及过热器内工质建模时，综合运用质量守恒与能量守恒定律，建立微分方程式完善锅炉模型。

1.3.3 铝厂负荷系统模型

该铝厂的电解负荷系统有288个电解槽，采用串联方式，每个电解槽可看作原电池，具有反电势和槽电阻。每一个电解槽系列利用整流机组进行供电，供给电解铝生产系统结构如图1所示。该系统共包括 6个整流机组，根据电解铝系列负载特性，选择4台机组与孤网机组连接，2台机组直接与公网连接。

图1 孤网电力系统模型系统图

根据上述对于孤网系统内主要设备的分析，在MATLAB中建立基本的单机直供负载模型。

2 有功功率平衡仿真分析及优化

利用上述模型对负荷侧突甩负荷25%情况进行仿真分析，对于机组功率变化的仿真结果如图2所示。

图2 汽功率随时间变化放大图

分析结果图，当负载侧负荷下降时，汽轮机的转速首先出现快速上升，导致一次调频动作出现，控制系统控制阀门减小开度，抑制汽机转速的上升趋势。但是由于一次调频幅度有限，无法对转速进行有效控制，造成汽轮机的转速快速到达103%额定转速并触发OPC动作。此时由于负载侧负荷依然处于较高水平，汽轮机旋转备用被迅速消耗并导致转速降低。3 s后OPC复位，此时主调门的开度保持高位，而锅炉惯性较强导致压力未发生较大变化，因此汽机转速又快速上升，直到再次触发OPC动作，如此循环。在此情况下，电机端的电压和电流受汽轮机影响变化剧烈，为保证输出功率稳定，励磁电动势变化频繁。总结分析结果，暴露了几个孤网运行中存在的问题：

(1)一次调频限幅的存在，限制了调节能力，引发汽轮机超速；

(2)OPC动作中，延迟3 s复位时间太长，此时发电机所带负载较大，汽机转速迅速下降，3 s后复位，汽机转速已严重偏离3 000 r/min；

(3)锅炉负荷调节滞后。

根据上述仿真结果分析，找出了现有控制方式存在的问题，提出了针对孤网运行的优化手段，具体优化方式如下：

在实施上述优化手段后，通过铝侧突甩负荷25%情况下进行仿真对比分析。根据仿真结果可以看出，优化后系统频率被稳定控制在48.5～51.5 Hz，其中超出49.5～50.5 Hz范围的时间约5 s，各项指标均满足机组安全运行要求。具体仿真结果如图3至图5所示。

表1 优化策略对比

图3 发电频率变化曲线

图4 汽功率变化曲线

图5 OPC信号变化曲线

3 无功功率平衡仿真分析及优化

在电网中许多非线性装置在工作时会消耗大量的无功功率，在相关设备工作时基波电流会滞后于电网电压，造成无功功率的消耗。另外在二极管整流电路中也会存在着明显的谐波电流，同时造成无功功率的消耗[7]。除此之外，逆变器和直流斩波器等装置也有很严重的谐波和无功功率问题。

无功功率会对系统产生以下负面影响：

(1)成本增大。无功功率造成电网总电流增加，在有功功率一定时，会使得设备损耗增加，电压损失增加。用户内部的各种设备规格增大，因而使成本增大。

(2)对电网电压造成影响。无功容量不足时，会出现负载侧的电压不稳定，影响设备运行安全性；而如果无功容量过大，则会造成负载侧电压过高并出现大幅波动，同样影响用电设备安全。

(3)造成电能损耗增加，当功率因数下降时，电能损耗会逐倍增加。

(4)造成发电设备无功电流增大，导致汽轮机转子去磁效应增加，电压降低。

根据上述分析，目前电力系统无功调节最有效的方式是采用静止无功补偿装置，因此，本文也采用该装置对铝侧进行无功补偿[8]。带线路负载以及补偿装置模型如图6所示。

图6 加入SVC的孤网电路模型

针对无功功率问题，通过开展仿真分析，得到如下结论。

表2 无功功率仿真分析结果

(1)在绝大多数情况下(包括电厂RB)均能实现机端电压稳定控制在19.85～20.19 kV范围内，过电压倍数为1.01；突甩负荷25%，实现机端电压稳定在19.98～20.81 kV范围内，过电压倍数为1.04；突甩负荷超过25%，机端电压最低为19.7 kV，最高为25.22 kV，过电压倍数为1.26。满足工频过电压要求。

(2)#3发电机对空载线路全段充电方式操作过电压倍数为1.15，分段充电方式操作过电压倍数为1.23，均满足要求，建议优先选用全段充电方式。

4 整流机组谐波分析

4.1 谐波问题

化工电解所需要的大电流直流电源是由交流电通过整流装置所得。整流装置在接入正弦电压的电网运行时，各相线圈中的电流波形并不是完整的正弦波。这种波形含有各次谐波电流。各次谐波的存在会使谐波放大，并且增加旋转电机、变压器的损耗，造成继电保护、自动装置工作紊乱，最终可能损坏电力系统设备。除使用频率和电压这两个常用的指标外，谐波成为了评价电能质量的另一项重要指标[9]。因此，为了保证电力系统安全运行以及负载侧用电设备正常工作，都应采取有效措施消除谐波带来的负面影响。

谐波含量是周期性电气量中含有的各次谐波分量有效值的方均根值，总谐波畸变率是指谐波含量的方均根值与基波的方均根值之比。在本文研究中利用上述指标对谐波量大小进行量化评价[10]。

4.2 谐波仿真分析

在考虑实际分配方式，即孤网四台机组、公网两台机组的实际组合条件下，对不同公网/孤网移相角组合方式进行综合对比分析，最终发现在公网侧运行的整流机组移相角相差15°时，仅在23、25次谐波中存在较小分量，其余频次谐波包括影响最大的低次谐波分量为0，总谐波畸变率最小，不会对发电机运行等产生影响。具体实施方式如：公网两台机组移相角分别为+2.5°与-12.5°，孤网侧四台机组移相角分别为-2.5°、-7.5°、7.5°、12.5°。

因此在移相角分配合理的条件下，单机直供负载使孤网/公网总畸变率以及低频次谐波量均满足运行要求。

表3 公网移相角相差15°网侧母线谐波分量

5 实际运行效果

将上述优化后的控制策略应用到案例电厂运行过程中，并利用实际工况对效果进行验证。在带有铝侧负荷的情况下，对整流机组进行倒换操作，从实际数据看出，汽机主汽压力由初始的15.35 MPa上升到15.63 MPa，随后经过一超调过程恢复至15.35 MPa，波动范围较小且稳定时间较快。有功功率的大小由151 MW降至120 MW后恢复到正常值151 MW。一次调频由于微分作用超前动作及时抑制转速大幅度波动。二次调频是无差调节使转速稳定维持在3 000 r/min。实际现场控制效果如图7所示。

图7 铝侧倒换整流机组典型工况实际现场控制效果

6 结论

针对某电解铝保安供电线路工程的特殊性，从发电-输电-用电的角度出发需首先评估孤网运行条件下发电和用电的平衡问题，然后在此基础上针对孤网运行所带来的整流机组、厂用电系统等工作条件的变化进行评估。针对上述问题，经过建模、仿真分析和优化控制，得到主要结论如下：

(1)在绝大多数情况下均能实现频率的稳定控制在49.5～50.5 Hz范围内；在负载侧负荷突甩25%情况下，仍然能实现频率稳定控制在48.5～51.5 Hz，其中超过49.5～50.5 Hz范围的时间仅为5 s；

(2)在绝大多数情况下均能实现机端电压稳定控制在19.85～20.19 kV范围内，过电压倍数为1.01；突甩负荷25%能实现机端电压稳定控制在19.98～20.81 kV范围内，过电压倍数为1.04；突甩负荷超过25%，机端电压最低为19.7 kV，最高为25.22 kV，过电压倍数为1.26，满足工频过电压要求。

(3)#3发电机对空载线路全段充电方式操作过电压倍数为1.15，分段充电方式操作过电压倍数为1.23，均满足要求，建议优先选用全段充电方式。

(4)孤网四台机组、公网两台机组相比于六台机组全部由公网供电，总畸变率增加较多，但仍能较好地满足谐波量要求；将公网的两台机组置于相位角相差15°的位置，所产生的谐波量是各种组合方式下最小；孤网四台机组、公网两台机组运行，23次以下的谐波量很小几乎不存在，不会对系统运行等产生影响。

本文针对孤网运行机组运行中存在的三类典型问题进行了建模仿真分析，分析仿真结果中存在的问题及其本质原因，并给出了响应的优化策略。孤网系统投运后实际运行效果验证了提出优化方法的可行性。本研究为后续孤网运行机组提供了重要的工程借鉴意义。